RU195059U1 - Integrated downhole photometric device - Google Patents
Integrated downhole photometric device Download PDFInfo
- Publication number
- RU195059U1 RU195059U1 RU2019113279U RU2019113279U RU195059U1 RU 195059 U1 RU195059 U1 RU 195059U1 RU 2019113279 U RU2019113279 U RU 2019113279U RU 2019113279 U RU2019113279 U RU 2019113279U RU 195059 U1 RU195059 U1 RU 195059U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- temperature
- unit
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 33
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 14
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 2
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000005693 optoelectronics Effects 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 238000004378 air conditioning Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000010365 information processing Effects 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 230000031700 light absorption Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/01—Arrangements or apparatus for facilitating the optical investigation
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Immunology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Pathology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для проведения оперативных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований на действующих скважинах.Техническим результатом устройства является повышение эффективности и рентабельности эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях, увеличение межремонтного периода эксплуатации добывающих скважин за счет получения наиболее полной и достоверной информации о продуктивном пласте и добываемом флюиде, увеличение сроков эксплуатации глубиннонасосного оборудования за счет возможности оперативной подачи необходимых химических реагентов на забой скважины по результатам проведенных измерений.Устройство содержит корпус, в котором размещены соединенные между собой переводник, приемный блок с фильтром для очистки скважинной жидкости от механических примесей перед исследованием, измерительный фотометрический блок, включающий источник светового излучения, монохроматор, прободержатель с внутренней поверхностью несмачиваемой скважинной жидкостью и фотометрический сенсор (детектор) с возможностью определения свойств добываемой нефти в пластовых условиях, термостат с возможностью поддержания стандартной температуры измерения или определения текущей температуры исследуемой нефти для вычисления поправок на влияние температуры, а также выкидной блок.Новым является то, что устройство включает блок гидродинамических измерений с датчиком тензопреобразователем избыточного давления и температуры.Новым является то, что устройство включает влагомер, установленный в блоке гидродинамических измерений в виде датчика, фиксирующего электрическую емкость скважинной жидкости.Новым является и то, что приемный блок с фильтром для очистки скважинной жидкости от механических примесей размещается в верхней части корпуса и включает систему предварительного гравитационного разделения нефти от воды, а выкидной блок размещается в нижней части корпуса и включает систему дистанционной передачи результатов измерений.Новым является также и то, что устройство включает бронированный капиллярный трубопровод, жестко закрепленный к корпусу прибора, для подачи реагентов в скважину от устьевой установки дозирования реагентов.The utility model relates to the oil industry and is designed to carry out operational field-geophysical and hydrodynamic studies at existing wells. The technical result of the device is to increase the efficiency and profitability of production wells in oil fields, increase the overhaul period of production wells by obtaining the most complete and reliable information. about the reservoir and the produced fluid, increasing the life of the pumping equipment due to the ability to quickly supply the necessary chemical reagents to the bottom of the well according to the results of the measurements. The device contains a housing in which are placed interconnected sub, a receiving unit with a filter for cleaning the well fluid from mechanical impurities before the study, a measuring photometric unit, including a source light radiation, monochromator, sample holder with an inner surface of non-wettable well fluid and photometric se litter (detector) with the ability to determine the properties of the produced oil in reservoir conditions, a thermostat with the ability to maintain a standard measurement temperature or determine the current temperature of the test oil to calculate corrections for the influence of temperature, as well as the flow block. The new device is that it includes a hydrodynamic measurement block with gauge transducer overpressure and temperature. New is that the device includes a moisture meter installed in the unit of hydrodynamic measurements in de sensor that detects the electrical capacity of the borehole fluid. It is also new that the receiving unit with a filter for cleaning the borehole fluid from mechanical impurities is located in the upper part of the housing and includes a system of preliminary gravitational separation of oil from water, and the flow block is located in the lower part of the housing and includes a system for the remote transmission of measurement results. It is also new that the device includes an armored capillary pipe, rigidly fixed to the device body, for the supply of reagents to the well from the wellhead installation of dosing of reagents.
Description
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для проведения оперативных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований на действующих скважинах.The utility model relates to the oil industry and is intended for operational field-geophysical and hydrodynamic studies in existing wells.
Известен способ исследования действующих скважин и устройство для его осуществления (патент РФ №2172826, кл. Е21В 47/00, опубл. 27.08.2001 г.), включающий спуск по стволу скважины установленного в лубрикаторе, находящемся на устье скважины, автономного скважинного прибора, содержащего электронный накопитель информации, датчик расхода восходящего потока жидкости по стволу скважины и программатор с таймером, управляющий режимом работы, до ограничителя, находящегося ниже точки разгазирования нефти, измерение и регистрацию дебита по заданной программе и подъем прибора к устью скважины. При этом спуск автономного скважинного прибора осуществляют в режиме свободного падения, дополнительно измеряют и регистрируют забойное давление по заданной программе установленным в автономном скважинном приборе датчиком давления, после проведения измерений поток жидкости перекрывают установленным в автономном скважинном приборе пакером, срабатывающим от электрического сигнала, поступающего от программатора в заданное время, и осуществляют подъем автономного скважинного прибора в режиме его всплытия к устью под действием напора на него снизу.A known method of researching existing wells and a device for its implementation (RF patent No. 2172826, class ЕВВ 47/00, published on 08.27.2001), including descent along the wellbore installed in the lubricator located at the wellhead, autonomous downhole tool, containing an electronic data storage device, an upstream fluid flow sensor along the wellbore and a programmer with a timer that controls the operation mode to a limiter located below the oil degassing point, measuring and recording flow rates for a given program and lifting device to the wellhead. In this case, the autonomous downhole tool is launched in free fall mode, the bottomhole pressure is additionally measured and recorded according to the specified program by the pressure sensor installed in the autonomous downhole tool, after the measurements, the fluid flow is blocked by the packer installed in the autonomous downhole tool that is activated by an electric signal from the programmer at a given time, and carry out the rise of an autonomous downhole tool in the mode of its ascent to the mouth under pressure down on him.
Недостатком данного способа является отсутствие возможности передачи замеров на забое скважины в реальном режиме времени, кроме того, у данного устройства отсутствует возможность замерять оптические параметры нефти и полноценные гидродинамические характеристики призабойной зоны пласта.The disadvantage of this method is the inability to transmit measurements at the bottom of the well in real time, in addition, this device does not have the ability to measure the optical parameters of oil and the full hydrodynamic characteristics of the bottomhole formation zone.
Известна глубинная станция для измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин (патент РФ №2246003, кл. E21B 47/00, G01 V 1/40, опубл. 10.02.2005 г.), содержащая измерительную емкость и размещенные в ней тахометрический генератор и датчики давления и температуры, которая установлена на расстоянии одной насосно-компрессорной трубы (НКТ) от добывающего насоса, где давление превышает давление насыщения, то есть в однофазном потоке жидкости, и выполняет роль соединительной муфты, а на расстоянии двух насосно-компрессорных труб от глубинной станции в соединительной муфте установлен дополнительно датчик гидростатического давления столба жидкости.A well-known depth station for measuring the parameters of producing oil and gas wells (RF patent No. 2246003, class E21B 47/00, G01
Недостатком данного изобретения является низкая достоверность полученных значений замеряемых величин, отсутствие возможности замера оптических параметров нефти и гидродинамических характеристик призабойной зоны пласта.The disadvantage of this invention is the low reliability of the obtained values of the measured values, the inability to measure the optical parameters of the oil and the hydrodynamic characteristics of the bottomhole formation zone.
Существует устройство для контроля глубинных параметров в процессе эксплуатации скважины (патент РФ №2270918, кл. Е 21 В 47/00, опубл. 27.02.2006 г.), включающее лебедку с каротажным кабелем, устьевое оборудование, наземную измерительную систему и скважинный приборный блок. При этом скважинный приборный блок выполнен в виде системы измерительных модулей, последовательно соединенных между собой посредством трубных секций, верхняя из которых подсоединена через переходную перфорированную камеру к низу подъемной трубы для продукции скважины, причем число модулей равно n-1, где n - число продуктивных пластов скважины. Кроме того, при эксплуатации скважины с повышенным устьевым давлением переходная перфорированная камера жестко соединена с низом НКТ, а при механизированной эксплуатации скважины переходная перфорированная камера закреплена на нижнем конце НКТ под приемом насоса.There is a device for controlling the depth parameters during the operation of the well (RF patent No. 2270918, class E 21 B 47/00, publ. 02.27.2006), including a winch with a wireline cable, wellhead equipment, a ground measuring system and a downhole tool unit . At the same time, the downhole instrument unit is made in the form of a system of measuring modules connected in series through pipe sections, the upper of which is connected through a transitional perforated chamber to the bottom of the riser for production of the well, and the number of modules is n-1, where n is the number of reservoirs wells. In addition, when operating a well with increased wellhead pressure, the transitional perforated chamber is rigidly connected to the bottom of the tubing, and during mechanized operation of the well, the transitional perforated chamber is mounted on the lower end of the tubing under the pump intake.
Недостатками данного устройства являются сложности со спуском прибора в эксплуатируемую скважину до требуемой глубины на геофизическом кабеле из-за наличия глубинно-насосного оборудования и наличия искривленности профиля скважины даже при одновременном спуске с насосно-компрессорными трубами и насосом, значительные затраты времени на совместные спуско-подъемные операции данного устройства и глубинного оборудования, отсутствие возможности измерения гидродинамических свойств призабойной зоны пласта и оптических свойств нефти, низкая достоверность измерения скважинных параметров как при однопластовом, так при многопластовом эксплуатационном объекте.The disadvantages of this device are the difficulties with the descent of the device into an operating well to the required depth on the geophysical cable due to the availability of downhole pumping equipment and the presence of curvature of the well profile even when simultaneously descending with tubing and a pump, considerable time spent on joint tripping the operation of this device and downhole equipment, the inability to measure the hydrodynamic properties of the bottomhole formation zone and the optical properties of oil, bottom the reliability of measuring downhole parameters both in a single-layer and in a multi-layer production facility.
Известно устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины (патент РФ №2581852, кл. Е21В 47/06, опубл. 20.04.2016 г.), включающее погружное оборудование и наземное оборудование, соединенное с погружным оборудованием. Погружное оборудование содержит оптический датчик измерения температуры и давления, размещенный в держателе и снабженный погружным оптоволоконным кабелем, а наземное оборудование содержит систему обработки, контроля и хранения информации, постоянного мониторинга температуры и давления, снабженное наземным оптоволоконным кабелем, соединенным посредством герметичной муфты с погружным оптоволоконным кабелем, и включающее пост оператора и оптоэлектронный блок, обеспечивающий обработку информации постоянного мониторинга температуры и давления и имеющий возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с постом оператора, обеспечивающим контроль и хранение параметров мониторинга температуры и давления, при этом оптоэлектронный блок установлен в защитный корпус, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания.A device for monitoring parameters during the operation of an intellectual well (RF patent No. 2581852, class ЕВВ 47/06, published on 04/20/2016), including submersible equipment and ground equipment connected to submersible equipment. Submersible equipment contains an optical temperature and pressure measuring sensor located in the holder and equipped with a submersible fiber-optic cable, and ground-based equipment contains a system for processing, monitoring and storage of information, constant monitoring of temperature and pressure, equipped with a ground-based fiber optic cable connected via a sealed coupler to a submersible fiber-optic cable , and including an operator station and an optoelectronic unit that provides information processing for constant temperature monitoring and pressure and having the ability to interact via wireless communication with the operator’s post, providing control and storage of temperature and pressure monitoring parameters, while the optoelectronic unit is installed in a protective case equipped with heating and air conditioning and autonomous power supplies.
Недостатком данного устройства является отсутствие технологической возможности применения данного устройства в скважинах на нефтяных месторождениях, отсутствие возможности измерения гидродинамических свойств призабойной зоны пласта и оптических свойств нефти, дороговизна и высокие технологические требования для достоверной работы глубинного оборудования.The disadvantage of this device is the lack of technological feasibility of using this device in wells in oil fields, the inability to measure the hydrodynamic properties of the bottomhole formation zone and the optical properties of oil, the high cost and high technological requirements for reliable operation of downhole equipment.
Известно скважинное фотометрическое устройство (патент на полезную модель РФ №122434, кл. Е21В 47/00, опубл. 27.11.2012 г.), принятое за прототип. Данное устройство состоит из корпуса, переходника, приемного, измерительного фотометрического и выкидного блоков, блока канала связи, блока питания, блока хранения данных, а измерительный фотометрический блок включает источник светового излучения, монохроматор, прободержатель и фотометрический сенсор (детектор) с возможностью определения свойств добываемой нефти в пластовых условиях, первичной обработки и передачи данных на поверхность для аппроксимации с геолого-промысловыми данными, при этом приемный блок содержит фильтр с возможностью исключения попадания механических примесей в устройство, а в фотометрическом блоке внутренняя поверхность прободержателя выполнена с возможностью предотвращения смачивания скважинной жидкостью, причем устройство включает термостат с возможностью поддержания стандартной температуры измерения или определения текущей температуры исследуемой нефти для вычисления поправок на влияние температуры.A well-known photometric device (patent for a utility model of the Russian Federation No. 122434, class E21B 47/00, publ. 11/27/2012), adopted for the prototype. This device consists of a housing, an adapter, a receiving, measuring photometric and flip blocks, a communication channel block, a power supply, a data storage unit, and a measuring photometric block includes a light source, a monochromator, a sample holder and a photometric sensor (detector) with the ability to determine the properties of the mined oil in reservoir conditions, primary processing and data transmission to the surface for approximation with geological and field data, while the receiving unit contains a filter with possible it is possible to prevent the ingress of mechanical impurities into the device, and in the photometric block the inner surface of the sample holder is configured to prevent wetting by well fluid, the device including a thermostat with the ability to maintain a standard temperature for measuring or determining the current temperature of the test oil to calculate corrections for the effect of temperature.
Недостатком данного устройства является отсутствие возможности выполнения гидродинамических исследований в скважине с замером давления и изменения давления в динамике, а также обводненности скважинной продукции. Кроме того, использование в нижней части устройства приемного блока требует дополнительного оборудования для принудительной подачи исследованной нефти наверх в выкидную линию. А также в конструкции устройства отсутствуют система дистанционной передачи результатов измерений на поверхность и система подачи жидких химических реагентов на забой скважины для предупреждения осложнений при эксплуатации с целью увеличения межремонтного периода работы скважины.The disadvantage of this device is the inability to perform hydrodynamic studies in the well with pressure measurement and pressure changes in the dynamics, as well as the water content of the well products. In addition, the use of a receiving unit at the bottom of the device requires additional equipment for forcing the investigated oil up to the flow line. And also in the design of the device there is no system for remote transmission of measurement results to the surface and a system for supplying liquid chemicals to the bottom of the well to prevent complications during operation in order to increase the overhaul period of the well.
Технической задачей полезной модели является повышение эффективности подготовки проб скважинной жидкости к исследованию для определения и регистрации их оптических параметров в заданном интервале длин волн, наличие возможности измерения основных гидродинамических параметров на забое скважины (давления, изменения давления в динамике, температуры, изменения температуры в динамике), кроме того, осуществление измерения обводненности скважинной продукции, а также обеспечение дистанционной передачи результатов измерений на поверхность и доставки на забой жидкие химические реагенты и составы для предупреждения осложнений при эксплуатации скважины.The technical task of the utility model is to increase the efficiency of preparing wellbore samples for research to determine and record their optical parameters in a given wavelength range, the ability to measure the main hydrodynamic parameters at the bottom of the well (pressure, pressure change in dynamics, temperature, temperature change in dynamics) in addition, the measurement of water cut in the borehole products, as well as providing remote transmission of measurement results to the surface and delivery to the bottom of liquid chemicals and compositions to prevent complications during well operation.
Поставленная техническая задача решается предлагаемым комплексным скважинным фотометрическим устройством.The technical task is solved by the proposed integrated downhole photometric device.
Устройство содержит корпус, в котором размещены соединенные между собой переводник, приемный блок с фильтром для очистки скважинной жидкости от механических примесей перед исследованием, измерительный фотометрический блок, включающий источник светового излучения, монохроматор, прободержатель с внутренней поверхностью несмачиваемой скважинной жидкостью и фотометрический сенсор (детектор) с возможностью определения свойств добываемой нефти в пластовых условиях, термостат с возможностью поддержания стандартной температуры измерения или определения текущей температуры исследуемой нефти для вычисления поправок на влияние температуры, а также выкидной блок.The device comprises a housing in which are placed interconnected sub, a receiving unit with a filter for cleaning the well fluid from mechanical impurities before the study, a measuring photometric unit including a light source, a monochromator, a sample holder with an inner surface of non-wettable well fluid and a photometric sensor (detector) with the ability to determine the properties of oil produced in reservoir conditions, a thermostat with the ability to maintain a standard measurement temperature I or determining the current temperature of the test oil to calculate corrections for the influence of temperature, as well as the flow block.
Новым является то, что устройство включает блок гидродинамических измерений с датчиком тензопреобразователем избыточного давления и температуры.New is that the device includes a hydrodynamic measurement unit with a strain gauge transducer overpressure and temperature.
Новым является то, что устройство включает влагомер, установленный в блоке гидродинамических измерений в виде датчика фиксирующего электрическую емкость скважинной жидкости.New is that the device includes a hydrometer installed in the unit of hydrodynamic measurements in the form of a sensor that fixes the electrical capacity of the borehole fluid.
Новым является и то, что приемный блок с фильтром для очистки скважинной жидкости от механических примесей размещается в верхней части корпуса и включает систему предварительного гравитационного разделения нефти от воды, а выкидной блок размещается в нижней части корпуса и включает систему дистанционной передачи результатов измерений.New is the fact that the receiving unit with a filter for cleaning well fluid from mechanical impurities is located in the upper part of the body and includes a system of preliminary gravitational separation of oil from water, and the flow unit is located in the lower part of the body and includes a system for remote transmission of measurement results.
Новым является также и то, что устройство включает бронированный капиллярный трубопровод, жестко закрепленный к корпусу прибора, для подачи реагентов в скважину от устьевой установки дозирования реагентов.Also new is the fact that the device includes an armored capillary pipe, rigidly fixed to the device body, for supplying reagents to the well from the wellhead reagent dosing unit.
При фонтанном способе эксплуатации устройство может быть спущено в скважину на жестком каротажном кабеле или колонне НКТ. При механизированном способе эксплуатации устройство устанавливается непосредственно под насос.With the fountain method of operation, the device can be lowered into the well on a rigid wireline or tubing string. With a mechanized method of operation, the device is installed directly under the pump.
Предлагаемое комплексное скважинное фотометрическое устройство поясняется чертежом на фиг. 1.The proposed integrated downhole photometric device is illustrated by the drawing in FIG. 1.
Устройство (фиг. 1) имеет специальный корпус, в котором размещены соединенные между собой следующие основные элементы: 1 - переводник; 2 - приемный блок с фильтром для очистки скважинной жидкости от механических примесей перед исследованием и систему предварительного гравитационного разделения нефти от воды; 3 - измерительный фотометрический блок, включающий источник светового излучения, монохроматор, прободержатель с внутренней поверхностью несмачиваемой скважинной жидкостью и фотометрический сенсор (детектор) с возможностью определения свойств добываемой нефти в пластовых условиях, термостат с возможностью поддержания стандартной температуры измерения или определения текущей температуры исследуемой нефти для вычисления поправок на влияние температуры; 4 - выкидной блок с системой сброса, системой автоматизации, системой дистанционной передачи результатов измерений, системой хранения и системой питания; 5 - блок гидродинамических измерений с датчиком тензопреобразователем избыточного давления и температуры, а также с датчиком влагомера, фиксирующего электрическую емкость скважинной жидкости; 6 - датчик тензопреобразователя избыточного давления и температуры; 7 - датчик влагомера, фиксирующий электрическую емкость скважинной жидкости; 8 - бронированный капиллярный трубопровод, жестко закрепленный к корпусу прибора, для подачи реагентов в скважину от устьевой установки дозирования реагентов.The device (Fig. 1) has a special casing in which the following main elements are placed interconnected: 1 - sub; 2 - a receiving unit with a filter for cleaning downhole fluid from mechanical impurities before the study and a system of preliminary gravitational separation of oil from water; 3 - measuring photometric unit, including a light source, a monochromator, a sample holder with an inner surface of non-wettable well fluid and a photometric sensor (detector) with the ability to determine the properties of produced oil in reservoir conditions, a thermostat with the ability to maintain a standard measurement temperature or determine the current temperature of the studied oil for calculation of corrections for the influence of temperature; 4 - flip block with a reset system, an automation system, a system for remote transmission of measurement results, a storage system and a power system; 5 - a unit of hydrodynamic measurements with a strain gauge transducer of excessive pressure and temperature, as well as with a hydrometer sensor, fixing the electrical capacity of the well fluid; 6 - strain gauge sensor overpressure and temperature; 7 - a moisture meter sensor, fixing the electrical capacity of the well fluid; 8 - armored capillary pipeline, rigidly fixed to the device body, for supplying reagents to the well from the wellhead installation of dosing of reagents.
Приемный блок 2 включает фильтр, систему предварительного гравитационного разделения нефти от воды, поглотители воды и сепаратор газа, отводы для сброса воды и газа, дозирующую систему. Фильтр предназначен для исключения возможности попадания механических примесей в устройство. Система предварительного гравитационного разделения нефти от воды представляет собой вертикальную цилиндрическую емкость с отстоем скважинной жидкости 1-2 часа и сбросом около 50% нижнего объема водонефтяной смеси в выкидную линию. Поглотители воды и сепаратор газа предназначены для дальнейшей подготовки скважинной жидкости и могут представлять собой стационарные устройства в виде гидрофобизированных мембран, адсорбентов или других устройств. Дозирующая система обеспечивает дозированную подачу подготовленной для измерений нефти в измерительный фотометрический блок 3. Для проведения измерений коэффициента светопоглощения (Ксп) в лабораторных условиях достаточно незначительное количество подготовленной нефти (0,010-0,020 грамм), что является вполне достижимым при проведении измерений и в скважинных условиях.The
Измерительный фотометрический блок 3 включает источник светового излучения, призму (монохроматор), прободержатель и фотометрический сенсор (детектор), а также систему термостатирования для поддержания стандартной температуры измерения. Источник светового излучения предназначен для инициализации светового пучка и подачи его в призму (монохроматор). Призма позволяет сформировать световой луч заданной длины волны и подавать его на прободержатель для определения оптических свойств исследуемой нефти в пластовых условиях. Фотометрический сенсор позволяет измерять оптические свойства нефти, а также произвести первичную обработку для передачи данных в систему хранения устройства. Далее, с помощью системы дистанционной передачи результатов измерений передает их на поверхность для аппроксимации с геолого-промысловыми данными. Внутренняя поверхность прободержателя выполнена из материала с возможностью предотвращения смачивания скважинной жидкостью.The measuring
Выкидной блок 4 является комплексным элементом устройства и состоит: из системы сброса исследованной нефти, отделенного газа и воды; системы автоматизации, системы дистанционной передачи результатов измерений, системы хранения и системы питания. Система автоматизации предназначена для автоматической работы всего устройства. Система дистанционной передачи предназначена для передачи результатов гидродинамических и оптических измерений из системы хранения на дневную поверхность по акустическому или электромагнитному каналу связи. Система хранения предназначена для сбора и первичной обработки результатов гидродинамических и оптических измерений, а также их хранения до скачивания после подъема устройства на поверхность. Система питания обеспечивает подачу электрической энергии в устройство для его бесперебойной работы и может быть оснащена стабилизатором напряжения, силовым трансформатором, аккумуляторным отсеком с химическими источниками энергии и другими устройствами электрической схемы.The
Блок гидродинамических измерений 5 включает датчик тензопреобразователя избыточного давления и температуры 6, а также датчик влагомера 7, фиксирующий электрическую емкость скважинной жидкости. Данный блок предназначен для выполнения гидродинамических исследований в скважине с замером давления, изменения давления в динамике, температуры, изменения температуры в динамике, а также для определения обводненности скважинной продукции.The unit of
Бронированный капиллярный трубопровод 8 предназначен для подачи реагентов в скважину от устьевой установки дозирования реагентов. Применение комплексного скважинного фотометрического устройства с бронированным капиллярным трубопроводом 8 рекомендуется использовать в скважинах на месторождениях, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений и солеотложений на глубиннонасосном оборудовании. Для использования данной модификации устройства необходимо применение установки дозирования реагентов на устье скважины.Armored
Комплексное скважинное фотометрическое устройство работает следующим образом.Integrated downhole photometric device operates as follows.
Переводник 1 для соединения с колонной НКТ, либо с патрубком ниже глубиннонасосного оборудования или с геофизическим кабелем используется при спуске устройства в скважину на колонне НКТ или непосредственно под насос. Продукция из скважины поступает в приемный блок 2 (на фиг. 1 обозначено стрелкой), проходит через фильтр для очистки скважинной жидкости от механических примесей, далее с помощью системы предварительного гравитационного разделения нефть отделяется от воды, а конечная подготовка осуществляется путем полного обезвоживания и сепарации. Далее, подготовленная нефть поступает в измерительный фотометрический блок 3, где происходит собственно измерение необходимых оптических параметров.
Измерительный фотометрический блок 3 включает источник светового излучения, свет которого проходит через призму (монохроматор) для формирования светового луча заданной длины волны. Монохроматический световой луч света направляется через исследуемую нефть, заключенную в прободержатель и попадает в фотометрический сенсор (детектор). Рабочая длина прободержателя регулируется автоматически вплоть до создания сверхтонкой пленки исследуемой жидкости для точности определения оптических свойств исследуемой нефти. Монохроматический свет проходит через нефть, частично отражается и частично поглощается, интенсивность прошедшего светового луча замеряется фотометрическим сенсором (детектором). В конструкцию измерительного фотометрического блока 3 устройства включен термостат для поддержания стандартной температуры измерений оптических свойств нефти. Источник светового излучения должен позволять создавать широкий спектральный диапазон электромагнитного излучения: длина волны 400-900 нм рекомендуется для нефти с низкой плотностью, длина волны 400-500 нм - для нефти с высокой плотностью. Источник светового излучения имеет функцию автоматизированного подбора в тестовом режиме спектрального диапазона электромагнитного излучения и рабочей длины прободержателя.The measuring
В выкидной блок 4 в режиме реального времени поступают результаты оптических измерений, а также данные гидродинамических измерений и полученные значения запоминаются в модуле памяти системы хранения для обработки и хранения. Затем, с помощью модуля связи системы дистанционной передачи, результаты измерений передаются на поверхность во внешний программный комплекс для корреляции с характеристиками работы скважин и другими показателями разработки месторождения. После анализа результатов измерений, внешний программный комплекс осуществляет также обратную связь с устройством и глубиннонасосном оборудованием, находящимся в скважине, для коррекции режима и параметров его работы. Также, нефть после исследований из измерительного фотометрического блока 3 вместе с отделенным газом и водой из приемного блока 2 подается в выкидной блок 4 и утилизируется в скважинное пространство через систему обратных клапанов (на фиг. 1 обозначено стрелкой).In the
Блок гидродинамических измерений 5 может работать параллельно с измерительным фотометрическим блоком 3 и позволяет выполнять различные гидродинамические исследования в зависимости от текущего режима эксплуатации добывающей скважины (индикаторные диаграммы, кривые восстановления давления, гидропрослушивание), а также проводить оценку обводненности скважинной продукции с использованием датчика влагомера 7.The unit of
Бронированный капиллярный трубопровод 8 используется на месторождениях, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений и солеотложений на глубиннонасосном оборудовании, с целью подачи реагентов в скважину от устьевой установки дозирования реагентов. Применение комплексного скважинного фотометрического устройства с бронированным капиллярным трубопроводом 8 возможно только с установкой дозирования реагентов на устье скважины.
Данное устройство позволяет проводить непрерывные комплексные исследования пластовых флюидов и состояния призабойной зоны пласта непосредственно в скважинной среде, обеспечивать достоверные и корректные результаты измерений за счет системы автоматизации исследований и получать надежные данные о пластовой системе в режиме реального времени.This device allows for continuous comprehensive studies of reservoir fluids and the state of the bottomhole formation zone directly in the borehole environment, to provide reliable and correct measurement results due to the research automation system and to obtain reliable data about the reservoir system in real time.
Техническим результатом устройства является повышение эффективности и рентабельности эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях, увеличение межремонтного периода эксплуатации добывающих скважин за счет получения наиболее полной и достоверной информации о продуктивном пласте и добываемом флюиде, увеличение сроков эксплуатации глубиннонасосного оборудования за счет возможности оперативной подачи необходимых химических реагентов на забой скважины по результатам проведенных измерений.The technical result of the device is to increase the efficiency and profitability of production wells in oil fields, increase the overhaul period of production wells by obtaining the most complete and reliable information about the reservoir and produced fluid, increase the operating life of the deep pump equipment due to the possibility of prompt supply of the necessary chemicals to bottom hole according to the results of measurements.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019113279U RU195059U1 (en) | 2019-04-29 | 2019-04-29 | Integrated downhole photometric device |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019113279U RU195059U1 (en) | 2019-04-29 | 2019-04-29 | Integrated downhole photometric device |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU195059U1 true RU195059U1 (en) | 2020-01-14 |
Family
ID=69167447
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019113279U RU195059U1 (en) | 2019-04-29 | 2019-04-29 | Integrated downhole photometric device |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU195059U1 (en) |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU1798662C (en) * | 1990-06-07 | 1993-02-28 | Витебский медицинский институт | Device for performance of photometric measurements by means of spectrophotometer |
RU2172826C2 (en) * | 1999-02-09 | 2001-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтегеофизика" | Method of research of running wells and device for its embodiment |
US20110108721A1 (en) * | 2009-11-06 | 2011-05-12 | Precision Energy Services, Inc. | Filter Wheel Assembly for Downhole Spectroscopy |
RU2425213C1 (en) * | 2009-12-29 | 2011-07-27 | Закрытое акционерное общество "ГЕОФИЗМАШ" | Borehole instrumentation complex |
RU116893U1 (en) * | 2011-12-30 | 2012-06-10 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Borehole device for measuring the optical properties of oil on the wellhead |
RU122434U1 (en) * | 2012-07-12 | 2012-11-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | BOTTOM PHOTOMETRIC DEVICE |
CN203702129U (en) * | 2013-12-20 | 2014-07-09 | 杭州瑞利声电技术公司 | Four-parameter logger probe |
-
2019
- 2019-04-29 RU RU2019113279U patent/RU195059U1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU1798662C (en) * | 1990-06-07 | 1993-02-28 | Витебский медицинский институт | Device for performance of photometric measurements by means of spectrophotometer |
RU2172826C2 (en) * | 1999-02-09 | 2001-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтегеофизика" | Method of research of running wells and device for its embodiment |
US20110108721A1 (en) * | 2009-11-06 | 2011-05-12 | Precision Energy Services, Inc. | Filter Wheel Assembly for Downhole Spectroscopy |
RU2425213C1 (en) * | 2009-12-29 | 2011-07-27 | Закрытое акционерное общество "ГЕОФИЗМАШ" | Borehole instrumentation complex |
RU116893U1 (en) * | 2011-12-30 | 2012-06-10 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Borehole device for measuring the optical properties of oil on the wellhead |
RU122434U1 (en) * | 2012-07-12 | 2012-11-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | BOTTOM PHOTOMETRIC DEVICE |
CN203702129U (en) * | 2013-12-20 | 2014-07-09 | 杭州瑞利声电技术公司 | Four-parameter logger probe |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9696193B2 (en) | Real-time measurement of reservoir fluid properties | |
US6588266B2 (en) | Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics | |
AU2005261858B2 (en) | Detector for distinguishing phases in a multiphase fluid mixture | |
CN110593850B (en) | Oil well monitoring equipment and method | |
US6823271B1 (en) | Multi-phase flow meter for crude oil | |
CN101460841A (en) | System and method for estimating filtrate contamination in formation fluid samples using refractive index | |
US20040050548A1 (en) | Method and apparatus for well testing | |
CN103149121A (en) | Unconventional natural gas content automatic measuring apparatus and measuring method thereof | |
CN102830094A (en) | Sapphire optical fiber probe sensor used for measuring gas holdup under oil well | |
US20060247869A1 (en) | Multiphase flow meter and data system | |
US2517603A (en) | Fluid ingress well logging | |
CN115773093A (en) | Gas injection system of gas injection well | |
US7201068B2 (en) | Water cut meter for measurement of water in crude oil | |
RU195059U1 (en) | Integrated downhole photometric device | |
US3473368A (en) | Method and apparatus for continuously monitoring properties of thixotropic fluids | |
US2557488A (en) | Apparatus for and method of determining permeability of earth formations penetrated by well bores | |
RU2310069C2 (en) | System for automatic measuring of volume gas content and real density of drilling fluid | |
RU2483212C1 (en) | Method of hydrodynamic investigations of horizontal wells in real time | |
RU2490451C1 (en) | Method for downhole sample control | |
RU122434U1 (en) | BOTTOM PHOTOMETRIC DEVICE | |
RU2291293C1 (en) | System for measuring volume, density and temperature of washing liquid in receiving and topping up vessels | |
CN108896439A (en) | A kind of experimental system of rapid survey shale gas coal bed gas site desorption gas-bearing property | |
RU2619302C1 (en) | Borehole pump unit | |
CN219262347U (en) | While-drilling detection device for downhole gas | |
RU146226U1 (en) | DEVICE FOR RESEARCH OF REFRACTION INDICATORS AND DISPERSION OF OIL ON THE MOUTH OF THE PRODUCING WELL |